Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений арктического шельфа

Аношина К.В.

БУРЕНИЕ

УДК 622.24 9

Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений арктического шельфа

К.В. Аношина

специалист 3-ей категории1 Ks.Anoshina@gmail.com

1ЗАО НИПИ «ИнжГео», Краснодар, Россия

В данной статье описываются основные методы разработки арктических шельфовых месторождений, а именно — бурение скважин с плавучих и гравитационных установок, горизонтальное бурение скважин с берега, подводные буровые установки, приводятся конкретные примеры, рассматриваются преимущества и недостатки технологий.

материалы и методы

Научные статьи, информационные порталы, официальные сайты. Методы описания, анализа, сравнения

Ключевые слова

технологии разработки, месторождения арктического шельфа, разработка месторождений арктического шельфа, подводные буровые установки, горизонтальные скважины с берега

Рис. 1 — Расположение основных шельфовых месторождений на карте

Не так давно Арктика практически никого не интересовала, многие и сегодня не знают, что за эту, казалось бы, ни чем не приметную, не пригодную для жизни, вечно суровую и холодную часть нашей планеты идет непрерывная борьба, борьба между крупнейшими добывающими корпорациями, борьба на международном уровне. И причиной ее является не поверхность Арктики, а то, что под ней. На больших глубинах находится четверть мировых запасов полезных ископаемых, которые нам предстоит извлечь.

Арктика — трудный регион для освоения, своими богатствами привлекающий многие народы в течение длительного периода истории человечества. Большой опыт в изучении этого труднодоступного региона накоплен Россией и Норвегией. В настоящее время Россия и Норвегия активно сотрудничают в изучении Западной Арктики. На российском шельфе обнаружены наиболее крупные месторождения (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Долгинское, Приразломное и др.) с запасами нефти и газа около 10 млрд тонн нефтяного эквивалента [8]. Особо следует отметить уникальность шельфа Баренцева моря не только в связи с его потенциалом нефтега-зоносности, а скорее с тем, что в пределах этой акватории отрабатываются методы ведения поисково-разведочных работ в труднодоступных районах Арктики. Норвежский континентальный шельф также обладает значительными ресурсами нефти и газа, которые распределяются между тремя крупными акваториями: континентальным шельфом Северного моря (35%), Норвежского моря (36%) и Баренцева моря (29%). По оценке Норвежского нефтяного директората, норвежский континентальный шельф в настоящее время содержит 3,4 млрд тонн у.т. Запасы Северного Ледовитого океана до сих пор толком не изучены. Основные залежи углеводородных ресурсов располагаются на юге Карского и на востоке Баренцева морей и суммарно оцениваются в 98 миллиардов тонн нефтяного эквивалента. Это очень много, если принять во внимание, что все доказанные запасы нефти в мире составляют около 140 миллиардов тонн. Кроме того, совсем ничего не известно о резервах, которые в себе

таит восток российского шельфа в Ледовитом океане, но эксперты подозревают, что и там запасы должны быть более чем солидные [6].

В таблице 1 представлены основные риски, связанные с разработкой месторождения на шельфе Арктики. Основные проблемы шельфовых разработок — высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Для районов с суровыми условиями и глубокими водами, количество и размер платформ будет ограничиваться до минимума. Кроме ограничений на пространство тот факт, что скважины можно бурить только в одном положении, ограничивает дренаж и ведет к использованию горизонтальных скважин большой протяженности. Кроме сурового арктического климата, на побережьях арктических морей практически отсутствует береговая инфраструктура, практически нет транспортной системы. Необходимо учитывать и жесткие экологические требования, предъявляемые при разработке месторождений нефти и газа в открытом море, где любая авария самым негативным образом может отразиться на всей экосистеме. Все эти специфические особенности приводят к тому, что освоение месторождений на российском шельфе требует существенных инвестиций, в том числе в закупку дорогостоящих технологий, которые позволят вести добычу при сложной ледовой обстановке и в суровых климатических условиях. Конечно, даже при высокой себестоимости освоения ресурсов в наиболее перспективных арктических районах шельфа открытие гигантских и уникальных по запасам месторождений уравновешивает риски и компенсирует затраты по разведке и освоению месторождений [7].

Что касается технической стороны вопроса, то технологий подлёдного бурения пока мало, да и те находятся на стадии проектирования. Уровень современной технической оснащённости для таких проектов может сделать добычу не только нерентабельной, но и невероятно убыточной. Тем не менее, на сегодняшний день можно выделить следующие современных технологии разработки шельфовых месторождений: бурение скважин с плавучих и гравитационных

Рис. 2 — Морская стационарная ледостойкая платформа гравитационного типа на месторождении «Приразломное»

Рис. 3 — Скважины от буровой установки «Приразломная»

установок, бурение скважин с берега, подводные буровые установки.

Бурение скважин с плавучих и гравитационных установок

В офшорном бурении (это разведка и добыча нефти и газа на нефтяных «полях», так называемых офшорных зонах) используют в основном морские буровые установки, которые условно разделяют на два класса — плавучие и стационарные (фиксированные).

Как известно, затраты на обустройство морских нефтегазовых месторождении составляют свыше 50% всех капиталовложений. Достаточно сказать, что стоимость отдельных нефтегазопромысловых платформ достигает 1-2 млрд. долл.

Например, эксплуатирующая в настоящее время глубоководная гравитационная платформа для месторождения Тролль в Северном море оценивается в сумму свыше 1 млрд. долл. [9]. При использовании передвижных самоподъёмных буровых платформ, а также платформ полупогружного типа оборудование устья скважин после бурения может быть расположено на дне моря. Для таких случаев ряд фирм США, Великобритании, Франции разработали комплексы оборудования с дистанционным управлением.

Однако, по мере увеличения глубины разработки, а также в акваториях морей с движущимися ледовыми полями более предпочтительным оказывается метод расположения устьевого оборудования на дне [3].

Гравитационные платформы отличаются от металлических свайных платформ как по конструкции, материалу, так и по технологии изготовления, способу их транспортировки и установки в море. Общая устойчивость гравитационных платформ при воздействии внешних нагрузок от волн и ветра обеспечивается их собственной массой и массой балласта, поэтому не требуется их крепление сваями к морскому дну. Гравитационные платформы применяют в акваториях морей, где прочность основания морского грунта обеспечивает надежную устойчивость сооружения [9].

Аналогом данной технологии является платформа «Приразломная».

Приразломное месторождение (ХМАО) находится на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). Глубина моря в районе месторождения — 19-2ом.

Проектные показатели:

• накопленная добыча нефти — 75 млн.т.;

• период рентабельной разработки — 22 года;

• максимальный уровень добычи — 6,6 млн.т/год [1].

Приразломное месторождение эксплуатируется с 1986 года. В 2011 г. на Приразломном нефтяном месторождении установлена одноименная морская стационарная ледостойкая платформа гравитационного типа, построенная в России. «Газпром» планирует начать работы на Приразломном месторождении в декабре 2013 года. В настоящее время затраты на проект составили порядка 100 млрд. рублей, в том числе стоимость нефтедобывающей платформы составляет 60 млрд. Крупнейшая пароходная компания России Совкомфлот построила два танкера ледового класса дедвейтом 70 тыс. т., которые будут курсировать между Приразломным

месторождением и плавучим терминалом «Белокаменка» на рейде Кольского залива [10].

Окупаемость проекта начинается с доходности в 16,5%, сказал заместитель гендиректора «Газпром нефть шельф» Никита Лимонов. По его подсчетам, предоставленные государством льготы по экспортным пошлинам выведут компанию на уровень 15,4%. Менеджеры компании уточнили, что для запуска подобных проектов их доходность должна быть порядка 20%. Для достижения окупаемости и выхода на норму доходности хотя бы в 17,5% в «Газпром нефть шельфе» намерены добиться для проекта третьей категории сложности (сейчас Приразломное месторождение квалифицировано как проект второй категории сложности из трех) [5]. Преимущества данного способа разработки:

• наличие опыта строительства данного сооружения;

• данные установки предназначены не только для бурения скважин, но и для добычи и хранения нефти до отправки ее к месту переработки;

• прямая отгрузка нефти на танкеры.

Недостатки плавучих и гравитационных установок:

• недостаточность места для размещения оборудования;

• зависимость от климатических условий;

• установка подводного оборудования на морском дне, бурение (с плавучих установок), связь добывающих установок с главной платформой и обслуживание скважин с плавучих установок в течение всей продолжительности проекта крайне дорогостоящи;

• необходимость пребывания персонала на платформе в течение длительного времени.

Бурение скважин с берега

Бурение скважин с большим отходом забоя от вертикали делает возможным вскрытие подводных нефтяных и газовых залежей путем бурения с берега и исключает необходимость строительства дополнительных морских сооружений и трубопроводов, а также проведение связанных с ними работ в районах, характеризующихся наличием льдов и высокой сейсмической активностью.

Самая мощная в мире наземная буровая установка «Ястреб» расположена на буровой площадке Чайво на северо-восточном

побережье острова Сахалин. Это сооружение высотой с 22-этажное здание было специально спроектировано для бурения наклонно-направленных скважин с большой протяженностью ствола, необходимых для разработки запасов месторождения Чайво, расположенного более 11 км от берега. Благодаря тому, что установка находится в обогреваемом корпусе, персонал «Ястреба» может работать в комфортных условиях даже когда море покрыто толстым слоем льда. Такая технология может также применяться и для разработки углеводородов в Ледовитом Океане, находящихся на больших расстояниях от берега [11].

Суммарные затраты на реализацию всего проекта Сахалин-1, который включает в себя месторождения Чайво, Одопту и Аркутун-Даги составили 57 млрд. долл. Валовый доход равен 148 млрд. долл., доход государства — 40 млрд. долл.

Преимущества технологии:

• сокращение высоких капитальных и эксплуатационных затрат на крупные морские сооружения, на строительство трубопроводов;

• возможность резко снизить отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы;

• бурение горизонтальных дренажных стволов, позволяет увеличить дебит куста эксплуатационных скважин, одновременно сократив их количество.

Недостатки бурения с берега:

• недостатки технологического характера ввиду большой протяженности горизонтальных скважин;

• высокая стоимость некоторых технических элементов (применение алюминиевых бурильных труб, систем измерений в процессе бурения, алмазные и поликристаллические долота и др.).

Подводные буровые установки

Метод освоения нефтегазовых месторождений при расположении устьевого оборудования на дне позволяет снизить затраты, а это означает, что можно разрабатывать месторождения с небольшими запасами. Подводное оборудование, размещаемое на дне, защищено от неблагоприятных метеорологических явлений на поверхности воды, а также оно не может быть повреждено движущимися айсбергами. Уменьшается возмож-

Риск

1. Геологический риск

Описание

Ресурсов газа может оказаться недостаточно

Оценка риска

2. Технологический Выявление обстоятельств, риск препятствующих

осуществлению проекта. Несоответствие технологий необходимым для проекта

Низкие показатели эффективности проекта

3. Финансовый риск

4. Экологический риск

5. Социальный риск

6. Инвестиционный риск

Загрязнение окружающей среды

Отсутствие специалистов по эксплуатации

Отсутствие финансирования, инвестиций в проект

1 2 3 4 '5